Правила эксплуатации нефтебаз

VI. ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕБАЗ

VI. ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

6.1. Хранение нефтепродуктов в резервуарах осуществляется в соответствии с требованиями стандартов.

Выбор резервуара обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении.

6.2. Нефтепродукты каждой марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах. Особое внимание при эксплуатации резервуаров должно быть уделено техническому состоянию резервуаров (герметичность, толщина стенки и днища резервуара, отклонения наружного контура днища от горизонтали и образующих стенки резервуара от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества.

6.3. Для хранения бензинов с целью сокращения потерь от испарения следует применять резервуары с защитными покрытиями (понтонами, плавающими крышами и др.) или оборудованные газовой обвязкой.

Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

6.4. На нефтебазах, наливных и перекачивающих станциях должны быть составлены технологические схемы с отображением всех трубопроводов, запорно-регулирующего оборудования, контрольно-измерительных приборов, насосов, заглушек, продувочных кранов, компенсаторов, приемо-раздаточных устройств с присвоением номера каждому элементу технологической схемы.

6.5. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных, коммуникациях, расположении арматуры, должны вноситься в технологическую схему и доводиться до сведения обслуживающего персонала нефтебазы. Изменение действующих технологических схем без соответствующего согласования запрещается.

6.6. Резервуары должны иметь исправные запорные устройства и люки с прокладками, стойкими к нефтепродуктам и обеспечивающими герметичность.

6.7. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных к использованию в установленном порядке.

6.8. Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо:

обеспечить полную герметизацию крыши;

поддерживать давление в резервуаре, равное проектному;

осуществлять перекачку легко испаряющихся нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости, по возможности в ночное время;

максимально заполнять резервуар при хранении легко испаряющихся нефтепродуктов;

окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками;

применять теплоизоляцию поверхности резервуара, предназначенного для хранения застывающих нефтепродуктов.

6.9. Эксплуатация и обслуживание понтонов производятся в соответствии с технической документацией на понтоны и инструкциями по их эксплуатации.

6.10. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

6.11. При наполнении и опорожнении резервуаров с металлическими понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать для резервуаров:

700 м3 и менее — 3,5 м/ч;

более 700 м3 — 6 м/ч.

При этом скорость сдвига (вращение по горизонтали) понтона или плавающей крыши для резервуаров 700 м3 и менее не должна превышать 2,5 м/ч.

Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

6.12. При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды (порядка 25 мм от днища резервуара).

6.13. При отрицательных температурах следует по мере необходимости сливать подтоварную воду из резервуара, а сифонный кран промывать хранящимся нефтепродуктом и поворачивать в боковое положение.

6.14. Застывающие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, оборудованных теплоизоляцией и средствами обогрева, обеспечивающими сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

6.15. При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой (ГУС) запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными, а также с этилированными и неэтилированными бензинами.

6.16. Для обеспечения эффективной работы ГУС необходимо:

обеспечить синхронность процесса наполнения и опорожнения резервуаров по времени и производительности;

поддерживать полную герметичность системы;

регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность дыхательной арматуры резервуара;

систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой;

утеплять дренажные устройства и в зимнее время предохранять их от снежных заносов.

6.17. При необходимости вывода из эксплуатации резервуара, включенного в ГУС, или заполнения его нефтепродуктом другого сорта следует отключить его от газовой обвязки, закрыв задвижку на газопроводе.

6.18. При смене марок нефтепродуктов подготовка к заполнению резервуаров должна соответствовать требованиям стандарта.

6.19. Территория резервуарного парка своевременно очищается от мусора, сухой травы и листьев. Места разлива нефтепродуктов следует зачищать путем снятия слоя земли до глубины, на 1 — 2 см превышающей глубину проникновения нефтепродуктов в грунт. Загрязненный нефтепродуктами грунт удаляют в специально отведенное место, а образовавшуюся выемку засыпают свежим грунтом или песком.

Запрещается складировать горючие материалы на территории резервуарного парка. Ямы и траншеи, вырытые при ремонтах, должны быть ограждены, а в ночное время — освещены. По окончании работ эти ямы должны быть засыпаны.

6.20. Подогрев вязких и застывающих нефтепродуктов производят при проведении технологических операций по приему, отпуску и регенерации нефтепродуктов с целью увеличения их текучести и уменьшения гидравлического сопротивления при перекачке.

6.21. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 90 град. С и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 35 град. С. За температурой подогрева нефтепродуктов должен быть установлен постоянный контроль.

6.22. Для подогрева используют водяной насыщенный пар, перегретую промтеплофикационную воду или электроэнергию.

6.23. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:

стационарные и переносные;

общие и местные;

трубчатые, циркуляционного подогрева;

паровые, электрические и др.

6.24. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 град. С.

6.25. Для подогрева вязких нефтепродуктов в вертикальных резервуарах используются, как правило, стандартные секционные трубчатые подогреватели, а в горизонтальных резервуарах — змеевиковые подогреватели.

6.26. Подогреватели должны:

обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для необходимой производительности перекачки;

обеспечивать экономное расходование пара и электроэнергии;

быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

6.27. Вязкие нефтепродукты подогревают в железнодорожных цистернах и в резервуарах до температуры, при которой обеспечиваются минимальные затраты на подогрев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной температуры подогрева зависит от конкретных условий слива-налива, температуры нефтепродукта и окружающей среды, а также от свойств нефтепродукта и т.п.

6.28. При самотечном сливе-наливе нефтепродуктов оптимальная температура подогрева определяется исходя из условий обеспечения слива-налива железнодорожных и автомобильных цистерн, судов в установленные сроки.

6.29. При принудительном сливе и наливе оптимальная температура подогрева выбирается исходя из условия обеспечения всасывания насоса и минимальных затрат на подогрев и перекачку.

6.30. За оптимальную температуру подогрева нефтепродукта при наливе автоцистерн принимается такая температура, при которой слив его в пункте назначения возможен без подогрева.

6.31. При комбинированном способе подогрева оптимальной температурой подогрева считается такая, которая обеспечивает самотечное заполнение транспортных средств в установленное время (при суточной реализации данного вида нефтепродукта более 3 т).

6.32. При нагреве нефтепродукта с помощью стационарных секционных пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа, а с помощью переносных — 0,3 МПа.

6.33. В экстренных случаях, при необходимости подогрева высоковязких нефтепродуктов (главным образом топочных мазутов в железнодорожных цистернах и нефтеналивных судах) допускается их подогрев «острым паром». В этих случаях насыщенный водяной пар инжектируется через перфорированные трубы непосредственно в нефтепродукт и конденсируется, сообщая ему необходимое тепло.

Обводненный нефтепродукт в дальнейшем должен подвергаться обезвоживанию.

6.34. Подогрев нефтепродуктов в резервуарах насыщенным паром или перегретой водой осуществляется стационарными или переносными подогревателями, а также устройствами циркуляционного подогрева и размыва.

6.35. Для слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн предпочтителен циркуляционный способ подогрева с использованием специальных стационарных теплообменников, установленных за пределами железнодорожной эстакады.

При применении переносных пароподогревателей целесообразно предусматривать коллектор насыщенного пара с отводами к каждой цистерне. На отводах обязательна установка запорной арматуры.

6.36. Во избежание гидравлических ударов пароподогреватели перед пуском в них пара должны быть освобождены от воды (конденсата). Пуск пара осуществляют путем постепенного и плавного открытия паропропускных вентилей. При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата должны быть открыты.

6.37. С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

6.38. Конденсат от пароподогревателей, имеющий удовлетворительное качество, необходимо возвращать на внутрибазовые сети конденсаторов.

Загрязненный конденсат, очистка которого невозможна, следует охлаждать с последующим сбросом в производственную канализацию.

6.39. Основными технологическими операциями с применением электроподогрева на нефтебазах являются:

слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн, перекачка нефтепродуктов по трубопроводам;

хранение нефтепродуктов в резервуарах;

налив нефтепродуктов в автоцистерны, бочки и т.д.

6.40. Для подогрева вязких нефтепродуктов при сливе из железнодорожных вагонов-цистерн применяют специальные подогревающие устройства.

6.41. При комплексном электроподогреве фронт слива вязких нефтепродуктов оснащают грелками железнодорожными и установками нижнего слива с электроподогревом. Слив производится в следующем порядке:

через люк в цистерну погружают грелку железнодорожную и после полного погружения и раскладывания секций включают ее;

к патрубку нижнего сливного прибора цистерны присоединяют установку нижнего слива с электроподогревом;

открывают сливной прибор цистерны, при заполнении которого нефтепродуктом включают обогрев установки нижнего слива с помощью гибких электронагревателей;

при уровне нефтепродукта 600 — 700 мм над электрогрелкой слив временно прекращают, отключают обогрев установки нижнего слива и гибкие нагреватели, обогревающие трубопроводы;

остаток нефтепродукта разогревают до температуры, обеспечивающей его полный слив без последующей зачистки цистерны;

остаток нефтепродукта сливают с выключенной грелкой, но с включенными нагревателями установки нижнего слива и гибкими нагревателями, обогревающими трубопроводы.

6.42. Подогрев нефтепродуктов может осуществляться следующими способами: общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов.

Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.

За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

6.43. Общий электроподогрев применяют, если объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30% вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

6.44. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, оборудованной в резервуаре. Объем камер принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.

Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1 — 2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

6.45. Комбинированный способ заключается в том, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар.

Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.

Объем промежуточных резервуаров принимается равным максимальной суточной реализации нефтепродукта. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

6.46. Для подогрева нефтепродуктов в резервуарах применяют специальные подогревающие устройства.

6.47. Для разогрева или компенсации теплопотерь трубопроводов и различного технологического оборудования применяют элементы нагревательные гибкие ленточные.

6.48. Гибкие нагреватели должен обслуживать слесарь-электрик, прошедший инструктаж по охране труда при работах, связанных с обслуживанием электронагревательного оборудования.

Персонал, обслуживающий средства комплексного электроподогрева вязких нефтепродуктов, должен знать схему питания нагревателей и схему регулирования температуры; строго соблюдать режим работы нагревателя, не допуская превышения заданной температуры, знать и соблюдать правила охраны труда, уметь определять неполадки в работе нагревателя.

6.49. Во время работы системы электроподогрева обслуживающий персонал следит за температурой с помощью приборов регулирования и контроля, не допуская перегрева, при обнаружении неисправностей в системе электронагревателя немедленно принять меры по их устранению.

В случае перегрева или других неисправностей должно быть немедленно отключено электропитание.

Включение электроподогрева допускается только после полного устранения неисправностей.

6.50. При эксплуатации систем электроподогрева запрещается:

производить работы на установке, находящейся под напряжением, за исключением особых случаев, связанных с контрольно-измерительными и поверочными операциями;

включать погружные нагреватели без блокировочного устройства;

включать нагревательные устройства с сопротивлением изоляции ниже нормы;

производить электромонтажные работы без средств защиты от атмосферных осадков;

включать нагревательные устройства без защитного заземления, включать неисправную систему электроподогрева и нагреватели с нарушенными герметизирующими покрытиями или изоляцией выводов;

ремонтировать, сматывать и устанавливать гибкие ленточные нагреватели, находящиеся под напряжением.

6.51. В зависимости от физико-химических свойств нефтепродуктов для их обезвоживания применяют отстаивание, отстаивание с подогревом, отстаивание с подогревом и с использованием деэмульгаторов, продувку воздухом, выпаривание под давлением или под вакуумом, центрифугирование.

6.52. Наиболее эффективным способом обезвоживания высоковязких мазутов является термохимический способ обезвоживания в резервуарах с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) — деэмульгаторов.

Наиболее эффективным деэмульгатором для обезвоживания мазутов и мазутных зачисток является кальцинированная сода зачистки — это отходы нефтепродуктов, которые образуются в результате очистки и отмывки резервуаров и транспортных емкостей (резервуаров, речных и морских нефтеналивных судов, железнодорожных цистерн).

6.53. Отстой воды и загрязнений (механических примесей) в смазочных маслах и мазутах эффективен только при нагреве до 70 — 90 град. С. При нагреве выше 100 град. С возможно вскипание воды, находящейся в нефтепродукте.

Отстой необходимо производить при выключенных подогревателях.

6.54. Обезвоживание масел отстоем при повышенной температуре можно применять не для всех сортов масел, т.к. при высоких температурах кислотное число может повыситься сверх нормы. Запрещается обезвоживание (осветление) этим методом масел типа трансформаторных и турбинных.

6.55. Обезвоживание масел продувкой воздухом можно применять по соответствующей инструкции в тех случаях, когда кислотное число выше 0,15 мг КОН на 1 г масла.

6.56. Для обезвоживания нефтепродуктов на предприятии необходимо иметь специальное оборудование — отстойники периодического действия, вертикальные цилиндрические резервуары с коническим дном, горизонтальные с промежуточными ярусами, с наклонными перегородками, вертикальные с коническими тарелками, многоярусные с промывкой осадка и др.

6.57. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудованных складских зданиях, под навесом и на открытых площадках. Способ хранения принимают в зависимости от климатических условий, физико-химических свойств хранимых нефтепродуктов, вида тары.

Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки 45 град. С и ниже, а также нефтепродуктов в деревянной таре на открытых площадках не допускается.

Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов под навесом может быть допущено в исключительных случаях, при соответствующем обосновании. Вид тары для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям стандарта.

6.58. Горючие нефтепродукты в таре допускается хранить в одноэтажных подземных сооружениях. На предприятиях IIIв категории с общим объемом резервуаров до 20000 куб. м включительно допускается хранить нефтепродукты с температурой вспышки выше 120 град. С в количестве до 60 м в подземных сооружениях из сгораемых материалов при условии засыпки этих сооружений слоем земли (с уплотнением) толщиной не менее 0,2 м и устройства пола из несгораемых материалов.

6.59. Предприятия, затаривающие нефтепродукты в металлические бочки, должны оснащаться автоматизированными и механизированными средствами по обработке бывшей в употреблении транспортной тары (очистка, пропарка, промывка, просушка, проверка на герметичность и окраска), а также оборудованием по производству мелкого и среднего ремонта.

6.60. Вновь изготовляемая металлическая тара должна иметь внутреннее маслобензостойкое и паростойкое защитное покрытие, обеспечивающее электростатическую искробезопасность.

Допускается по согласованию с потребителем затаривать нефтепродукты в тару разового использования, не имеющую внутреннего защитного покрытия.

6.61. После налива нефтепродуктов тара должна быть снаружи чистой и сухой, за исключением тары, покрытой консервационными смазками. Нефтепродукты, поставляемые в районы Крайнего Севера, должны упаковываться согласно стандарту.

6.62. Складские здания и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены средствами механизации для погрузочно-разгрузочных и транспортных операций.

6.63. Капитальные сооружения (хранилища) для хранения нефтепродуктов в таре должны иметь:

подъездные пути для автомобилей и механических погрузчиков;

эстакады для погрузки (выгрузки) тарных нефтепродуктов из железнодорожных вагонов;

систему вентиляции, обеспечивающую 2 — 3-кратный обмен воздуха;

не менее двух дверей (ворот).

Окна складских зданий (хранилищ) должны быть оборудованы металлическими решетками; стекла на солнечной стороне окрашиваются в белый цвет.

Полы в хранилищах должны быть выполнены из негорючих материалов, иметь уклоны для стока разлитых нефтепродуктов в специальные приемники.

Хранилища должны быть оборудованы средствами механизации для работ по погрузке (выгрузке), необходимыми контрольно-измерительными приборами и приспособлениями.

Стеллажи и штабеля с затаренными нефтепродуктами должны быть пронумерованы и установлены с учетом обеспечения свободного доступа к таре и применения необходимых средств механизации.

В хранилищах должна иметься следующая документация:

план хранилища со схемой размещения стеллажей и штабелей;

картотека на хранимые нефтепродукты;

инструкции для обслуживающего персонала.

6.64. Металлические бочки следует хранить в положении лежа (наливное отверстие расположено на цилиндрической образующей бочки) и стоя (отверстие расположено в дне).

Бочки укладываются в штабеля не более пяти ярусов. Бочки нижнего яруса должны укладываться на деревянные подкладки толщиной не менее 100 мм.

6.65. Порожняя металлическая и деревянная тара, бывшая в употреблении и загрязненная нефтепродуктами, должна храниться на открытых площадках.

Количество ярусов порожних бочек по высоте — не более четырех. Горловины бочек должны быть закрыты пробками, а у бочек со съемным дном должна быть приклеена прокладка, установлены съемное дно и стяжной обруч.

6.66. Складские помещения, в которых нормами технологического проектирования температура внутреннего воздуха не нормируется или допускается ниже 0 град. С, могут не отапливаться.

6.67. Электротехнические установки и осветительная сеть в складских помещениях должны отвечать требованиям правил устройства электроустановок (ПУЭ).

Не допускается транзитная открытая прокладка проводов и кабелей через складские, помещения.

6.68. Погрузку и выгрузку грузов, поступающих железнодорожным и автомобильным транспортом, выполняют на закрытых, с навесом или открытых грузовых платформах исходя из требований технологии хранения грузов и защиты их от атмосферных воздействий.

Длина и ширина грузовых платформ для выгрузки и погрузки тарных нефтепродуктов в железнодорожный и автомобильный транспорт должны соответствовать грузообороту, вместимости хранилища, а также габаритам применяемых транспортных средств.

6.69. В тарных хранилищах запрещается отпускать нефтепродукты, хранить укупорочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Вокруг тарного хранилища необходимо иметь отмостки и водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки, трубы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.

6.70. Тарные хранилища должны ежесуточно осматриваться ответственным работником нефтебазы. При осмотре проверяется состояние укупорки тары. При наличии течи принимаются меры к ее устранению.

Новые Правила Промышленной Безопасности Складов Нефти и Нефтепродуктов!

Приветствую, уважаемые друзья! На днях, на официальном интернет-портале правовой информации (ГСПИ) был опубликованы новые Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов.

Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов были утверждены приказом Ростехнадзора от 07.11.2016 г. № 461 и прошли регистрацию в Минюсте России 30.11.2016 г. за номером 44503.

Настоящие Правила вступают в законную силу 03 июня 2017 года.

Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов распространяются на опасные производственные объекты, за исключением ОПО хранения нефтепродуктов, имеющих упругость паров выше 93,3 кПа (сжиженные углеводородные газы, сжиженный природный газ, широкая фракция легких углеводородов).

Что входит в ОПО складов нефти и нефтепродуктов?

Опасные производственные объекты складов нефти и нефтепродуктов включают в себя комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приёма, хранения и выдачи нефти и нефтепродуктов.

К ОПО складов нефти и нефтепродуктов относятся нефтебазы, резервуарные парки и наливные станции магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, товарно-сырьевые парки центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих производств, а также склады нефтепродуктов, входящих в состав промышленных предприятий и организаций.

Более подробную информацию вы узнаете из самих Правил.

СКАЧАТЬ ПРАВИЛА

Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов, утверждённые приказом Ростехнадзора от 07.11.2016 г. № 461

Напоследок небольшой репортаж про уникальное хранение нефти и нефтепродуктов

Дополнительную информацию из области промышленной безопасности вы можете получить в одноимённой рубрике «Промышленная Безопасность».

На этом всё. Если материал вам пригодился, ставим звёздочки и делимся ссылкой на эту заметку в своих социальных сетях, форумах и т.д. 😉 Спасибо за поддержку!

Ты хочешь получать информацию,
но ты делаешь это без уважения

Будь моим подписчиком!

Руководство по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов

УТВЕРЖДЕНО приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2012 г. N 777
Руководство по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов содержит рекомендации по обеспечению требований промышленной безопасности при проектировании, строительстве, капитальном ремонте, техническом перевооружении, реконструкции, консервации и ликвидации нефтебаз и складов нефтепродуктов и не является нормативным правовым актом.
Для выполнения требований, указанных в федеральных нормах и правилах в области промышленной безопасности, организации, осуществляющие вышеуказанную деятельность, могут использовать иные способы и методы, чем те которые указаны в настоящем Руководстве.
Руководство не распространяется на нефтебазы и склады нефтепродуктов с продуктами, имеющими упругость паров выше 700 мм рт.ст.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Руководство по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов (далее — Руководство) разработано в целях содействия соблюдению требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности.

2. Настоящее Руководство содержит рекомендации по обеспечению требований промышленной безопасности при проектировании, строительстве, капитальном ремонте, техническом перевооружении, реконструкции, консервации и ликвидации нефтебаз и складов нефтепродуктов и не является нормативным правовым актом.

3. Для выполнения требований, указанных в федеральных нормах и правилах в области промышленной безопасности, организации, осуществляющие вышеуказанную деятельность, могут использовать иные способы и методы, чем те которые указаны в настоящем Руководстве.

4. В настоящем Руководстве применяют сокращения, а также термины и определения, приведенные в его приложениях N 1 и 2.

5. Руководство не распространяется на нефтебазы и склады нефтепродуктов с продуктами, имеющими упругость паров выше 700 мм рт.ст.

II. ОБЩИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ К ПРИЕМУ, ОТПУСКУ И ХРАНЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТОВ

6. Безопасность при приеме нефти и нефтепродуктов по линейным отводам от магистральных нефтепродуктопроводов обеспечивают следующим.

6.1. Герметичностью задвижек на нулевом километре отвода (начальная точка отвода), концевых задвижек отвода, технологических задвижек у резервуаров потребителей, определяемой в проектной документации.

6.2. Узлом подключения концевых задвижек отводов к технологическим трубопроводам потребителя, обустраиваемыми:
двумя стальными отсекающими задвижками на отводе;
камерой отбора проб с пробоотборником;
системой канализации с емкостью для слива отбираемых проб;
манометрами, приборами контроля сортности нефтепродуктов;
системой электроснабжения для питания электроприводов задвижек и освещения;
соответствующим ограждением.

6.3. Оснащенность контрольно-измерительными приборами, средствами (приборами) учета, уровень автоматизации отводов рекомендуется обосновывать и определять в проектной документации.

6.4. Технологические линии от концевых задвижек отвода до приемных резервуаров потребителя рекомендуют выполнять автономными и без тупиковых ответвлений, лишних врезок, перемычек, не прокладывать через узлы задвижек на манифольдах, эстакадах, насосных.

6.5. Отпуск нефтепродуктов потребителю по отводу рекомендуют проводить только при условии работы МНПП в рабочем режиме.

6.6. Во избежание аварийных ситуаций (гидроударов) задвижки на отводе рекомендовано открывать в следующей последовательности: сначала открывают концевые задвижки отвода, после получения информации об открытии концевых задвижек открывают задвижки на нулевом километре отвода.

6.7. После каждой закачки продукта потребителю проводят обход трассы.

7. Безопасность при приеме и отпуске нефти и нефтепродуктов в железнодорожные сливоналивные эстакады обеспечивают следующим.

7.1. Прием и отгрузку нефти и нефтепродуктов в железнодорожные цистерны осуществляют через специально оборудованные сливоналивные устройства при обеспечении безопасного проведения сливоналивных операций.

7.2. Налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны осуществляют по бесшланговой системе автоматизированных шарнирно-сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива, а также средствами механизации. При наливе нефти и светлых нефтепродуктов рекомендуют предусматривать герметизацию налива с отводом паров на регенерационную установку, в газосборную систему.

7.3. Налив любого из заданных светлых нефтепродуктов, производимый через одно и то же наливное устройство, осуществляют с обеспечением мер, исключающих смешение продуктов. Для авиационного топлива при его отпуске потребителю предусматривают отдельные наливные устройства.
Сливоналивные железнодорожные эстакады для нефтепродуктов (за исключением мазута, гудрона, битума и других подобных высоковязких нефтепродуктов с малым парциальным давлением паров) рекомендуют оборудовать устройствами как верхнего, так и нижнего герметизированного слива. Слив авиационного топлива и других светлых нефтепродуктов производят через нижние сливные устройства в отдельные резервуары для последующего отстаивания и удаления из них свободной (подтоварной) воды.

7.4. Систему трубопроводов рекомендуют выполнять таким образом, чтобы обеспечить полное освобождение трубопроводов после запорной арматуры от остатков наливаемого или сливаемого продукта.
Для освобождения коллекторов и трубопроводов от нефтепродуктов предусматривается закрытая дренажная система, включающая средства для дренирования наливных устройств и связанных с ними коллекторов и продуктопроводов.

7.5. Для выполнения операций по аварийному освобождению неисправных цистерн от нефтепродуктов предусматривают специально оборудованные места.

7.6. Для сбора и отвода загрязненных нефтепродуктами атмосферных осадков и смыва пролитых нефтепродуктов зона слива и налива предусматривается с твердым бетонным покрытием, оборудованным устройствами отвода в дренажную систему. Рельсы в этой зоне рекомендуют прокладывать на железобетонных шпалах. Твердое покрытие выполняют водонепроницаемым, ограждают по периметру бортиком высотой не менее 0,2 м и с уклоном не менее 2% для стока жидкости к приемным устройствам (лоткам, колодцам, приямкам).

7.7. Загрязненный продукт из дренажной емкости направляют в емкости-резервуары для отделения воды от нефтепродуктов или емкости-резервуары для отработанных нефтепродуктов.

7.8. На сливоналивных эстакадах предусматривают быстродействующие отключающие системы (преимущественно автоматические устройства). Налив автоматически прекращается при выдаче заданной нормы, достижении предельного уровня заполнения железнодорожной цистерны.

7.9. На трубопроводах, по которым поступают на эстакаду ЛВЖ и ГЖ, рекомендуют устанавливать быстродействующие запорные устройства (задвижки с дистанционным управлением) для отключения этих трубопроводов при возникновении аварии на эстакаде. Указанные запорные устройства рекомендуют устанавливать на расстоянии 20-50 м от наливных эстакад и приводить в действие из операторной, непосредственно на железнодорожной эстакаде и с поста, расположенного на нулевой отметке у эвакуационных лестниц.

7.10. Максимальную безопасную скорость налива нефти и нефтепродуктов принимают с учетом свойств наливаемого продукта, диаметра трубопровода наливного устройства, свойств материала его стенок и определяют в проектной документации.

7.11. Ограничение максимальной скорости налива нефти и нефтепродуктов до безопасных пределов обеспечивается регулированием расхода посредством запорно-регулирующей арматуры на линии подачи нефти или нефтепродукта к железнодорожной эстакаде, а также перепуском части продукта во всасывающий трубопровод насоса. Автоматическое регулирование расхода перепускаемого продукта проводится при поддержании постоянного давления в напорном трубопроводе подачи продукта на наливную железнодорожную эстакаду.

7.12. Для исключения образования взрывоопасных смесей в системах трубопроводов и коллекторов слива и налива предусматривают подвод к ним инертного газа или пара с использованием специально предназначенного оборудования и стационарных линий, кроме складов с авиационным керосином.

7.13. Сливные лотки ПСЭ для мазутов, гудронов и битумов выполняют из несгораемых материалов, перекрывают металлическими решетками, съемными крышками и оборудуют средствами подогрева слитого топлива.

7.14. Приемные емкости ПСЭ мазутных хозяйств оборудуют средствами измерения температуры и уровня, сигнализаторами предельных значений уровня, вентиляционными патрубками, средствами подогрева слитого топлива, перекачивающими насосами и ручной кран-балкой. Приемные емкости рекомендуется оснащать защитой от перелива.

7.15. Разогрев застывающих и высоковязких нефтепродуктов в железнодорожных цистернах, сливоналивных устройствах проводят паром, нефтепродуктом, нагретым циркуляционным способом, или электроподогревом.
При использовании электроподогрева электроподогреватели выполняют во взрывобезопасном исполнении.

7.16. При проведении сливоналивных операций с нефтепродуктами с температурой вспышки паров ниже 61 °С применение электроподогрева не рекомендуется.

7.17. При использовании переносных подогревателей непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом не рекомендуется.

7.18. Разогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах электрогрелками рекомендуется производить только в сочетании с циркуляционным нагревом в выносном подогревателе (теплообменнике).

7.19. Устройство установки нижнего слива (налива) выполняют согласно техническим условиям для установок нижнего слива (налива) нефти и нефтепродуктов железнодорожных вагонов-цистерн. При применении в указанных установках электроподогрева рекомендуется предусматривать устройство, отключающее подачу электроэнергии при достижении температуры 90 °С на поверхности, соприкасающейся с подогреваемым нефтепродуктом.

7.20. При использовании переносных электрогрелок последние оснащают блокировочными устройствами, отключающими их при снижении уровня жидкости над нагревательным устройством ниже 500 мм.

7.21. Переносные паровые змеевики и электрогрелки рекомендуется включать в работу только после их погружения в нефтепродукт на глубину не менее 500 мм от уровня верхней кромки подогревателя. Прекращение подачи пара и отключение электроэнергии производят до начала слива.

7.22. Налив нефти и нефтепродуктов свободно падающей струей не рекомендуется. Наливное устройство должно быть такой длины, чтобы расстояние от его конца до нижней образующей цистерны не превышало 200 мм.

7.23. На сливоналивных железнодорожных эстакадах, предназначенных для слива-налива нефти и светлых нефтепродуктов, рекомендовано устанавливать сигнализаторы довзрывных концентраций. Один ДВК устанавливают на две цистерны на нулевой отметке вдоль каждого фронта налива и слива. При двухстороннем фронте налива и слива датчики рекомендуется располагать в «шахматном» порядке.

7.24. Для контроля давления и температуры наливаемого нефтепродукта на общем коллекторе подачи на эстакаду продукта устанавливают приборы измерения этих параметров с выносом показаний в операторную.

7.25. Сливоналивные эстакады для нефти и нефтепродуктов рекомендуется защищать от прямых ударов молнии и от электромагнитной индукции.
В целях отвода прямого удара молнии от железнодорожной эстакады и минимизации вторичных её проявлений в зоне налива, защита от прямых ударов молнии осуществляется отдельно стоящими молниеприемниками (стержневыми или тросовыми).

7.26. Для предупреждения возможности накопления зарядов статического электричества и возникновения опасных разрядов при выполнении технологических сливоналивных операций с нефтепродуктами предусматривают заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств, а также ограничение скорости налива в его начальной и конечной стадиях.

8. Безопасность при приеме и отпуске нефти и нефтепродуктов на автомобильных сливоналивных станциях обеспечивают следующим.

8.1. Наливная станция или пункт налива состоят из помещения управления и площадки налива автомобильных цистерн, которые оборудованы постами налива (наливные стояки) и наливными устройствами. Насосы для налива рекомендуется располагать отдельно от наливных устройств.

8.2. Площадки налива автомобильных цистерн рекомендуется объединять по группам нефтепродуктов и размещать под навесами. Навес выполняется из негорючих материалов.

8.3. Приводы сливоналивных устройств, применяемые для налива ЛВЖ и ГЖ, при осуществлении операций вручную, гидравликой или пневматикой рекомендуется предусматривать с учетом исключения самопроизвольного движения механизмов сливоналивных устройств.

8.4. Для налива ЛВЖ с упругостью паров от 500 мм рт.ст. сливоналивные устройства снабжают устройствами отвода паров.

8.5. При наливе ЛВЖ и ГЖ используют телескопические или шарнирно сочлененные трубы. Расстояние от конца наливной трубы до нижней образующей цистерны рекомендуется принимать не больше 200 мм.

8.6. Наконечник наливной трубы изготавливают из материала, исключающего искрообразование при соударениях с котлом цистерны. Конструкцию наконечника выбирают с учетом исключения вертикального падения и разбрызгивания струи продукта в начале операции налива.

8.7. В целях исключения перелива продукта через край горловины котла цистерны рекомендуется применять автоматические предельные ограничители уровня налива, позволяющие автоматически прекращать налив при достижении заданного значения.

8.8. По окончании налива предусматривают меры, обеспечивающие полное освобождение наливной трубы от продукта и исключающие возможность его пролива на цистерну.

8.9. Для сбора остатков продукта, стекающих с наливной трубы при извлечении ее из цистерны, применяют каплесборник.

8.10. Учитывая конструкцию сливоналивных устройств, элементы которых соединены шарнирами с сальниковыми уплотнениями, изготовленными из неметаллических материалов, рекомендуется в каждую смену визуально проверять заземление, не допуская нарушения единого контура. При обнаружении нарушения единого контура эксплуатация сливоналивных устройств до устранения нарушения не рекомендуется.

8.11. Для нижнего налива авиационного керосина в автоцистерны (топливозаправщик) применяют соединительные шарнирно сочлененные трубы из алюминия, исключающие искрообразование при стыковке с фланцем автоцистерны.
Разрешается применение гибких металлорукавов.

8.12. На пункте налива с автоматическим управлением топливозаправщика рекомендуется предусматривать аварийное (ручное) дистанционное отключение насоса с легко доступной кнопкой аварийного отключения.
Система налива авиационного топлива предусматривает нижнее наполнение топливозаправщика.

8.13. На станциях и пунктах слива-налива нефти и светлых нефтепродуктов устанавливают сигнализаторы довзрывных концентраций.

8.14. При превышении концентрации паров нефтепродуктов на станциях и пунктах слива-налива более 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени рекомендуется обеспечить прекращение операции слива-налива и не запускать двигатель автомобиля.

8.15. Не рекомендуется запуск двигателей автоцистерн, находящихся на оперативной площадке, в случаях пролива (перелива) нефтепродукта до полной уборки пролитого нефтепродукта.

8.16. Автоналивные станции рекомендуется оборудовать специальными устройствами (светофорами, шлагбаумами или другими средствами, ограничивающими несогласованное движение транспорта) для предотвращения выезда заполненных нефтепродуктами автоцистерн с опущенными в их горловины наливными устройствами.

8.17. Автоцистерны, стоящие под сливом-наливом на автоналивных станциях, заземляют с наличием блокировки, исключающей возможность запуска насосов для перекачки нефтепродуктов при отсутствии заземления.

8.18. Для предупреждения возможности накопления зарядов статического электричества и возникновения опасных разрядов при выполнении технологических сливоналивных операций с нефтепродуктами предусматривают заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств, а также ограничение скорости налива в его начальной и конечной стадиях.

8.1.9.* Средства транспортирования нефтепродуктов (автоцистерны, индивидуальные емкости-секции секционных автоцистерн) рекомендуется закреплять за определенной группой нефтепродуктов. Перед использованием их для транспортирования другой группы, средства транспортирования нефтепродуктов предварительно подготавливают.
_______________
* Нумерация соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

9. Безопасность при приеме и отпуске нефти и нефтепродуктов через сливоналивные причалы обеспечивают следующим.

9.1. Швартовку наливных судов и плавучих цистерн с легковоспламеняющимися нефтепродуктами не рекомендуется проводить стальными тросами.

9.2. Причальные сооружения рекомендуется выполнять из подходных эстакад, центральных платформ, швартовых фалов и отбойных устройств. Причалы (пирсы) и причальные сооружения рекомендуется оснащать:
швартовыми устройствами для упора и надежной швартовки судов;
системой трубопроводов, проложенной с берега на причал (пирс);
шлангующими устройствами с автоматизированным приводом для соединения трубопроводов причала со сливоналивными устройствами судов или сливоналивными устройствами — стендерами;
средствами механизации швартовки;
средствами подачи электроэнергии, стационарным и переносным освещением;
средствами связи с судами;
системой автоматической пожарной защиты и спасательными средствами;
устройством для заземления судов;
системой сбора дождевых стоков и аварийных проливов.

9.3. Работы по присоединению и отсоединению шлангов на причале рекомендуется механизировать.

9.4. На стационарных и плавучих причалах отбойные устройства выполняют из эластичных материалов, уменьшающих жесткие удары и исключающих образование искр во время швартовки.

9.5. Для контроля за перекачкой на трубопроводе у насосной станции и у стендеров рекомендуется устанавливать приборы, контролирующие давление. Показания приборов рекомендуется вывести в операторную.

9.6. При несанкционированных отходах судна от причала рекомендуется устанавливать автоматическое устройство аварийного отсоединения стендера.

9.7. Для предотвращения пролива нефтепродуктов на технологическую площадку причала (пирса) при аварии, а также отсоединения наливных устройств от приемных патрубков судна наливные устройства оборудуют быстро закрывающимися клапанами.

9.8. Наливная система оборудуется устройствами защиты от гидравлического удара.

9.9. Для предупреждения опасных проявлений статического электричества рекомендуемая скорость движения нефтепродукта в трубопроводе в начальной стадии заполнения танкера устанавливается проектной организацией.

9.10. Причалы для слива-налива оборудуют устройствами заземления.

9.11. Грузовые и вспомогательные операции рекомендуется начинать после окончания работ по заземлению корпуса судна и соответствующих трубопроводов.

9.12. Во время грозы и сильного ветра (более 15 м/с) не рекомендуется проведение сливоналивных операций с ЛВЖ.

10. Безопасность при хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах обеспечивают следующим.

10.1. Для вновь строящихся и реконструируемых нефтебаз не рекомендуется хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах.

10.2. Для хранения нефти и нефтепродуктов рекомендуется использовать вертикальные стальные резервуары.

10.3. При применении стальных резервуаров с защитной стенкой (типа «стакан в стакане») рекомендуется обеспечивать контроль утечек продукта в межстенное пространство по прямому (утечки) или косвенному (загазованность) параметрам. При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара его выводят из эксплуатации.

10.4. Для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефти и нефтепродуктов стальные вертикальные резервуары, в зависимости от свойств хранимого продукта, оснащают следующими техническими устройствами:
приемо-раздаточными патрубками с запорной арматурой;
дыхательной и предохранительной арматурой;
устройствами для отбора пробы и подтоварной воды;
приборами контроля, сигнализации и защиты;
устройствами подогрева;

противопожарным оборудованием;
вентиляционными патрубками с огнепреградителями.
Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования и схема их расположения определяют в проектной документации.

10.5. Расходные резервуары для авиационного топлива оборудуют плавающими устройствами для верхнего забора топлива.
Не рекомендуется хранить авиационное топливо в резервуарах с плавающей крышей.

10.6. Конструкцию резервуара и устанавливаемое на нем оборудование, арматуру и приборы рекомендуют выполнять для обеспечения безопасной эксплуатации резервуаров при:
наполнении, хранении и опорожнении;
зачистке и ремонте;
отстое и удалении подтоварной воды;
отборе проб;
замере уровня, температуры, давления;
проведении работ по обслуживанию установленного оборудования и приборов.

10.7. Каждый резервуар изготавливают в соответствии с проектной документацией. На каждый резервуар рекомендуется составлять паспорт. На корпус резервуара наносят номер, обозначенный в его паспорте.

10.8. Скорость наполнения (опорожнения) резервуаров выбирают меньше суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных устройств.

10.9. Максимальная производительность наполнения (опорожнения) для резервуаров с плавающей крышей или понтоном ограничивают допустимой скоростью движения понтона (плавающей крыши), которая не превышает для резервуаров емкостью до 700 м — 3,3 м/ч, для резервуаров емкостью свыше 700 м — 6 м/ч. При этом скорость понтона при сдвиге не превышает 2,5 м/ч.

10.10. Поддержание давления в резервуарах осуществляется при помощи дыхательной и предохранительной арматуры. Дыхательную арматуру выбирают в зависимости от типа резервуара и хранимого продукта.

10.11. При установке на резервуарах гидравлических клапанов последние заполняют трудно испаряющейся, некристаллизующейся, неполимеризующейся и незамерзающей жидкостью.

10.12. Дыхательные клапаны устанавливают непримерзающие.

10.13. На резервуарах, оборудованных дыхательными клапанами, устанавливают предохранительные клапаны равнозначной пропускной способности. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливают на самостоятельных патрубках.

10.14. Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш выбирается с учетом свойств хранимого продукта и регламентируется проектной документацией к параметрам долговечности, морозоустойчивости, теплостойкости, проницаемости паров хранимого продукта, воспламеняемости.

10.15. Трубопроводную обвязку резервуаров и насосной выполняют с учетом обеспечения возможности перекачки продуктов из одного резервуара в другой в случае аварийной ситуации. Резервуары ЛВЖ и ГЖ для освобождения их в аварийных случаях от хранимых продуктов оснащают быстродействующей запорной арматурой с дистанционным управлением из мест, доступных и безопасных для обслуживания в аварийных условиях. Время срабатывания арматуры определяется условиями технологического процесса и требованиями, обеспечивающими безопасность работ.

10.16. Для сокращения потерь нефтепродуктов, предотвращения загрязнения окружающей среды группы резервуаров со стационарными крышами без понтонов, предназначенные для хранения бензинов, оборудуют газоуравнительными системами или системами улавливания и рекуперации паров.
При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой не рекомендуется объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными бензинами.

10.17. При оснащении резервуаров газоуравнительной системой предусматривают средства дистанционного отключения каждого резервуара от этой системы в случае его аварийного состояния (для предотвращения распространения аварийной ситуации по газоуравнительной системе).

10.18. Для исключения загазованности (образования взрывоопасной концентрации паров) резервуары для хранения нефтепродуктов оборудуются «азотной подушкой». При хранении нефтепродуктов под «азотной подушкой» в группах резервуаров последние оборудуют общей газоуравнительной линией со сбросом газа через гидрозатвор в атмосферу через «свечу» при «малых дыханиях» и при наполнении резервуаров.

10.19. Свеча для сброса паров нефти и нефтепродуктов устанавливается с учетом обеспечения безопасных условий рассеивания газа при исключении образования взрывоопасных концентраций в зоне размещения технологического оборудования, зданий и сооружений. Место размещения и высота свечи определяются в проектной документации.

10.20. Резервуары для нефти и нефтепродуктов оснащают средствами контроля и автоматизации в соответствии с проектом.

10.21. Для удаления подтоварной воды из вертикальных цилиндрических резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов, предусматривают систему дренирования подтоварной воды.

10.22. В целях предотвращения перегрузки системы дренирования при автоматическом сбросе подтоварной воды рекомендуется выполнить блокировку, исключающую одновременный сброс воды из нескольких резервуаров.

10.23. Резервуары с нефтью и нефтепродуктами оборудуют пробоотборниками, расположенными внизу. Ручной отбор проб через люк на крыше резервуара не рекомендуется.

10.24. Устройство систем измерения уровня и отбора проб выполняют с условием обеспечения возможности проверки их работоспособности без демонтажа и освобождения резервуара от продукта.

10.25. Контроль уровня нефтепродуктов в резервуарах осуществляется контрольно-измерительными приборами.

10.26. Резервуарные парки хранения нефти и светлых нефтепродуктов оснащают ДВК, срабатывающими при достижении концентрации паров нефтепродукта 20% от НКПР.